鄂尔多斯盆地北部晚古生代沉积-构造格局及物源分析

综合研究鄂尔多斯盆地北部晚古生代发育背景、地层展布及岩性特征和沉积-构造格局,认为晚古生代沉积-构造格局主要受控于北缘兴蒙海槽演化,逐渐由东—西向转变为北东—南西向.结合前人对盆地北部晚古生代物源的研究成果,根据现今盆地北部构造特征,利用钻井和野外露头资料,对研究区晚古生代物源分布情况作了进一步探讨,初步建立起物源演化关系模式.研究表明:晚石炭世本溪期—早二叠世太原期,伊盟古隆起作为盆地北部物源而遭受剥蚀且具有一定的阻隔作用,使得阴山古陆可能并未向盆地北部提供物源;早二叠世山西期—晚二叠世石千峰期,伴随着伊盟古隆起地区开始接受沉积,阴山古陆成为盆地北部和北缘大青山地区的共同物源.     

武当山块北缘晚震旦世—早古生代沉积盆地的构造沉降分析

运用盆地分析方法,着重研究了武当山块北缘晚震旦世－早古生代沉积盆地的构造沉     

武当山块北缘晚震旦世—早古生代沉积盆地的构造沉降分析

运用盆地分析方法,着重研究了武当山块北缘晚震旦世—早古生代沉积盆地的构造沉降问题．构造沉降分析表明：晚震旦世属盆地同裂谷期沉降阶段;早、中寒武世为被动式衰减热沉降阶段;晚寒武世—中奥陶世为构造上升阶段．     

桑托斯盆地裂谷期构造演化对碳酸盐岩沉积的控制作用

为了研究桑托斯盆地不同构造背景下碳酸盐的沉积模式,对桑托斯盆地圣保罗台地的裂谷期构造演化、沉积充填特征、断裂特征及其对下白垩统碳酸盐岩沉积的控制作用进行了分析,得到基底的断裂、局部沉降及抬升活动是该地区构造演化的主控因素的结论。根据研究区内构造演化不同阶段的沉积特征,建立了圣保罗台地两种构造背景下的碳酸盐岩沉积模式:发育在裂谷晚期和坳陷期的孤立碳酸盐台地,发育在坳陷期的碳酸盐滩-礁复合沉积。对该区盐下油气勘探及储层预测具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层的砂岩成岩作用

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等分析,对西峰油田长8储层砂体的岩石学特征、成岩作用进行研究.研究表明:该区长8储层砂体成分主要以长石岩屑砂岩为主.储层砂岩的成岩处于晚成岩A期,早期的压实作用、多种矿物胶结作用是使物性变差的两个重要成岩作用,而溶蚀作用,特别是长石的溶蚀是储层物性变好的重要成岩控制因素.     

鄂尔多斯盆地直罗油田和尚塬区长2油层沉积相与储层特征

通过综合运用地质研究方法,从沉积微相类型及砂体展布特征、储层砂体物性、储层主要成岩作用等方面对鄂尔多斯盆地直罗油田和尚塬区长2油层组进行了综合研究。研究得出长2段储层岩石类型以细粒长石砂岩为主;储层物性较差,微裂缝对改善储层渗透性贡献不明显,属中低孔、特低渗储集体;受沉积相和沉岩作用控制,水下分流河道是形成储层的有利相带;压实作用对储层影响较大,其中机械压实作用和胶结作用破坏性较强,而溶蚀作用为储层建设性的成岩作用。     

鄂尔多斯盆地南泥湾地区古构造应力场模拟与裂缝储层有利区分析

依据钻孔岩心裂缝特征统计成果,在对鄂尔多斯盆地南泥湾地区长4+5油层组声发射地应力测量、岩石力学参数和单轴抗拉强度测试的基础上,采用有限元法对裂缝形成期的古构造应力场进行模拟.结果表明,研究区内长4+5区域性剪破裂裂缝发育区和次发育区主要位于研究区西部和东部等区域,主要发育方向为NEE-近EW向与NWW向,局部地区方向...     

鄂尔多斯盆地郑庄油区长6储层成岩作用及其对储层的影响

鄂尔多斯盆地郑庄油区长6油层为三角洲前缘水下分流河道砂体,以长石砂岩为主,具有粒度细、成分成熟度低、结构成熟度较高的岩石学特征,是典型的低孔低渗储集层.其成岩作用类型主要有压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用及破裂作用.对成岩演化序列的研究表明,长6储层砂岩的成岩阶段主要处于中成岩A期—中成岩B期.在成岩过程中,强烈的压实作用及胶结作用导致原生孔隙丧失殆尽,是形成特低渗透储层的主要原因;而晚期的溶蚀作用,特别是浊沸石的溶解,使得储层的孔隙度和渗透率有所改善,这才使得鄂尔多斯盆地长6层发育部分"甜点"储层,成为有利的储集相带.     

鄂尔多斯盆地北部下石盒子组-山西组成岩作用与储层的关系

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗断阶、塔巴庙地区下石盒子组 -山西组的成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用。随着埋藏深度的增加 ,砂岩孔隙逐渐减少 ,胶结作用成为孔隙度降低的主要因素 ,但早期形成的胶结物同时又增加了岩石抵抗压实作用的能力而有利于粒间孔隙的保存。不同产状的高岭石对储层孔隙的贡献不同 ,生长于长石溶孔中的自生高岭石 ,自形晶极好且堆积松散 ,保留了良好的晶间隙 ,对孔隙贡献较大 ;而长石蚀变而成的高岭石 ,堆积紧密 ,晶间隙极小 ,对孔隙贡献较小。     

靖边气田碳酸盐岩储层沉积-成岩演化模式

 靖边气田主产层次生溶蚀孔洞缝成层连片发育,孔洞缝分布受沉积相和成岩作用双重控制。本文结合98口井岩心观察、1000余块薄片鉴定及多种化验测试资料对储层沉积相、成岩作用进行了系统研究,探讨了储层沉积-成岩演化模式及其对孔洞缝储层发育的控制作用。结果表明,靖边气田储层为蒸发潮坪沉积,并可细分为潮上带泥云坪、膏岩洼地、含膏云坪;潮间带含藻云坪、泥云坪、颗粒滩、潮下带灰坪7种沉积微相;储层埋藏主要经历了白云化、溶解、充填、破裂、交代、压实-压溶、角砾化和重结晶8种成岩作用;储层沉积-成岩演化总体分为沉积同生期、近地表浅埋藏期、抬升风化期和后埋藏期4个阶段;马五1 1 ~马五13 、马五4 1a高孔渗段的形成主要受沉积同生期和抬升风化期溶解作用及含膏云坪、含藻云坪和颗粒滩微相控制,而马五3 2~马五3 3、马五4 1b~马五4 3b、马五5低孔渗段的形成主要受泥云坪、膏岩洼地和灰坪微相控制。     

西昆仑早古生代构造演化及其对塔西南盆地的影响

在板块构造理论基础上，通过区内蛇绿岩、与俯冲有关的岩浆岩及相关沉积等综合研究，对西昆仑早古生代构造演化进行了重建：震旦纪－寒武纪西昆仑从塔里木大陆分裂出去，并在它们之间形成“昆仑洋”；寒武纪－奥陶纪“昆仑洋”洋壳向南俯冲于西仑之下，形成库地俯冲带、库地弧前盆地、西昆仑早古生代火山弧及麻扎－黑卡弧后盆地；志留纪－早泥盆世，“昆仑洋”消失，西昆仑早古生代火山弧与塔里木大陆碰撞，并形成塔里木前陆冲断带和泥盆纪前陆盆地磨拉石及塔里木大陆内泥盆纪的“红层相”     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田低渗透砂岩沉积微相特征及对产量的控制

鄂尔多斯盆地上三叠统长6油层是盆地的主力油层.以盆地东部的甘谷驿油田为例,分析了该油层的沉积微相特征、产量分布特征及其相互关系,认为储层的沉积微相控制油井的产量;研究区(水下)分流河道砂体渗透性好,油井产量高;高产油井在平面上呈条带状分布,与储层的沉积微相展布、渗透率平面展布基本一致.     

鄂尔多斯盆地东北部沉积建造组合与中新生界构造层序划分

鄂尔多斯盆地古生代沉积地层作为中生代鄂尔多斯盆地发育演化的基础,其沉积层序相对齐全,下古生界主要出露于盆地周缘地区,盆地内部则广泛分布于地下,并被上覆晚古生代、中生代及新生代沉积地层覆盖。     

元坝地区长兴组沉积特征及对储层的控制作用

元坝长兴组海相气田为中国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的大型礁滩岩性气田,沉积特征对其储层
的发育具有明显的控制作用。但前期主要以沉积的宏观控制作用及静态研究为主,针对沉积对储层控制作用有待深
入研究的客观实际,开展了沉积相划分、展布、迁移、模式及演化等方面的精细研究,对元坝长兴组沉积特征采用地
质、测井、地震联合研究,发现元坝长兴组主要发育6 类沉积相、11 种沉积亚相及10 种沉积微相,其中台地边缘生物
礁相和台地边缘浅滩相分别控制了生物礁和浅滩两套主要储层的生长发育,两套储层分别分布于III 级层序高位体系
域礁、滩相带中,同时储层具有早滩晚礁、前礁后滩及向北东向迁移的发育特征,而在其沉积模式及演化规律的控制
下,长兴组储层生长发育模式主要可分为两类3 种生物礁储层和两类浅滩储层,总体上,生物礁储层较浅滩储层更优
质,礁带区相对于浅滩区油气更易高产富集。     

鄂尔多斯盆地长6油层组储集砂岩成岩作用及其对储层性质的影响

根据鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6油层组储集砂岩的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜等测试分析资料,研究了长6油层组储集砂岩的特征.长6储集砂体主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩,成分成熟度普遍较低,结构成熟度中等-好.储层发育粒间孔隙、粒内溶孔、晶间孔及微裂缝等多种孔隙类型,其中以剩余粒间孔隙最为发育.储集砂岩岩性致密,孔隙结构总体上属于细小孔隙微细喉道,具较强的非均质性.储层物性相对较差,总体属于低孔-低渗储层,但在大面积低渗背景下存在低-中渗透高产区域.压实作用、胶结作用和溶解作用是影响盆内三叠系砂岩物性及孔隙发育程度的主要成岩作用类型,在成岩过程中溶解作用和绿泥石胶结环边有利于盆内优质储层的形成.     

费尔干纳盆地巴特肯地区混合沉积的特征及成因

 综合应用岩心、测录井、铸体薄片、扫描电镜等多种资料及测试手段,对中亚费尔干纳盆地巴特肯地区白垩系-古近系混合沉积特征进行研究,分析混合沉积成因,并探索混合沉积与油气的关系。结果表明,费尔干纳盆地巴特肯地区白垩系-古近系发育的混合沉积,包括混积岩和混积层系两种形式,其中,混积岩主要为含陆源碎屑-碳酸盐岩和陆源碎屑质-碳酸盐岩,混积层系主要为碳酸盐岩-混积岩层系和陆源碎屑岩-混积岩层系;混合沉积在巴特肯地区分布十分广泛,局限台地相、蒸发台地相、障壁海岸相和浅海陆棚相均有分布;混合沉积成因主要为相缘混合,其次为原地混合和间断混合;混合沉积在烃源层、储集层和盖层三方面均具有一定贡献,古近系泥灰岩是巴特肯地区主要的烃源岩之一,同时也可作为区域性盖层,而白垩系-古近系灰岩储集层也并非严格意义上的纯碳酸盐岩,多为混积岩或混积层系中的一部分。     

鄂尔多斯盆地中南部马家沟组马五_5～马五_1亚段白云岩成岩相特征及其对储层的影响

通过对白云岩进行岩心观察,对薄片鉴定、X衍射等资料以及测井资料进行综合研究,探讨鄂尔多斯盆地中南部马家沟组马五_5~马五_1亚段的白云岩成岩相特征及其对储层的影响。研究表明,白云岩成岩相类型主要有膏盐溶蚀角砾相、活跃回流渗透云化相、隐伏回流渗透云化相以及风化岩溶角砾相。其中,膏盐溶蚀角砾相、活跃回流渗透云化相、隐伏回流渗透云化相白云岩形成于受早期淡水或混合水影响的近地表环境;风化岩溶角砾相白云岩形成于受表生期淡水以及大量陆源碎屑物影响的表生淡水环境。储层发育的有利成岩相主要为膏盐溶蚀角砾相以及活跃回流渗透云化相,其次为隐伏回流渗透云化相和风化岩溶角砾相。     

南苏门答腊盆地Ripah油田弧后裂谷盆地同沉积断裂对沉积的控制作用

以印度尼西亚南苏门答腊盆地为例,分析弧后裂谷盆地同沉积断裂的发育特征,盆地同沉积断裂具有幕式活动的特征,平面上呈雁列式展布。综合利用测井相、古地形分析、地震相分析,对该盆地Jabung地区Ripah油田同沉积断裂对沉积相的控制作用进行了系统研究。目的层主要以三角洲平原亚相为主,沉积微相包括河道、河道间和湖岸沼泽。3个主要油层组从下向上沉积经历了一次水进的过程,沉积相具有较好的继承性,同沉积构造对沉积具有良好的控制作用。     

鄂尔多斯盆地富县地区长8成岩相及其对储层类别的控制

富县地区延长组长8油层组是重要的产油层段之一,储层性能除了受沉积环境的影响之外,还受成岩作用、尤其是成岩相的控制.综合利用储层铸体薄片、压汞、扫描电镜和物性分析等资料对富县地区长8油层组碎屑组成、胶结物组分和储层孔隙结构、物性特征、成岩相及储层类别进行了详细研究,分析了储层成岩相分布规律及其对储层类别的控制作用.得出以下结论：研究区长8油层组主要发育5种成岩相：绿泥石薄膜胶结相、泥质胶结相、石英及长石胶结相、碳酸盐胶结相和长石溶蚀相.储层物性分布规律明显受成岩相控制,绿泥石薄膜胶结相和长石溶蚀相区储层物性最好,为Ⅱ类储层,为研究区最有利储集层发育的相带;泥质胶结相及石英、长石胶结相区储层物性稍差,为Ⅲ类储层;泥质胶结相及碳酸盐胶结相区储层物性最差,为Ⅳ类储层,即非储集岩.     

鄂尔多斯盆地东缘临兴地区上古生界烃源岩特征及其对天然气成藏的控制作用

应用测井、录井、岩心等资料确定鄂尔多斯盆地东缘临兴地区上古生界烃源岩展布特征,通过有机质丰度、类型、成熟度指标对烃源岩进行综合评价,并分析了烃源岩条件对气藏形成与分布的控制作用。研究表明,临兴地区上古生界烃源岩为山西组、太原组和本溪组的煤层及暗色泥岩,其中主力烃源岩为煤层。煤层厚度2. 17～31. 01 m,均值18. 91 m;暗色泥岩厚度16. 93～119. 95 m,均值59. 19 m。烃源岩有机质丰度较高,煤的残余有机碳20. 40%～87. 32%,均值62. 15%,暗色泥岩的残余有机碳0. 09%～38. 60%,均值4. 59%;有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,含有部分Ⅱ型干酪根;受紫金山岩体侵入的影响,烃源岩成熟度较高,烃源岩镜质体反射率0. 78%～4. 89%,均值1. 23%,主体处于成熟—高成熟阶段。临兴地区生气强度(10. 22～44. 86)×108m3/km2,与邻区神木气田(生气强度(8～33)×108m3/km2)相比,临兴地区的气源条件优于神木气田。平面上,临兴地区内煤层厚度 11 m,生气强度 11×108m3/km2的区域为工业气流井主要分布区,且在烃源岩条件较好的区域,其含气性也较高;纵向上,天然气垂向运移距离与煤层厚度和生气强度具有一定的正相关性,表现为随煤层厚度、生气强度增大,天然气垂向运移距离更远。